国家支持煤电低碳化改造建设。

　　据国家发改委7月15日晚消息，发改委、能源局近日印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》(下称《方案》)，对存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设作出系统安排。

　　《方案》分为五个部分，在明确主要目标的基础上，提出了改造和建设的方式和要求，以及保障措施和组织实施方案。

　　“受可再生能源电力随机性、波动性影响，煤电仍将在一定时期内发挥能源安全兜底保障作用。”发改委有关负责人在答记者问时表示，对标天然气发电机组碳排放水平，加快煤电低碳化改造建设，是推动能源绿色低碳发展、助力实现碳达峰碳中和目标的重要举措。

　　据世界资源研究所统计，中国电力行业二氧化碳排放占全国能源消耗产生二氧化碳排放总量的40%左右，其中煤电是最主要的碳排放源。

　　中国电力企业联合会数据显示，截至2023年底煤电发电装机容量11.6亿千瓦，同比增长3.4%，占总发电装机容量的比重为39.9%。

　　中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌对界面新闻表示，短期来看，近几年中国用电需求仍保持了较快增长，可再生能源暂时无法完全满足需求增长，煤电增加导致电力行业碳排放增加，通过低碳改造有助于减少一部分碳排放。

　　“考虑到整个电力系统的转动惯量、灵活性和充裕度要求，碳中和情景下电力系统可能也要保留一定煤电。”林卫斌同时指出，长期来看，煤电低碳化改造也具有必要性和现实意义。

　　《方案》的主要目标是，到2025年，首批煤电低碳化改造建设项目全部开工，转化应用一批煤电低碳发电技术；相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低20%左右、显著低于现役先进煤电机组碳排放水平，为煤电清洁低碳转型探索有益经验。

　　到2027年，煤电低碳发电技术路线进一步拓宽，建造和运行成本显著下降；相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右、接近天然气发电机组碳排放水平，对煤电清洁低碳转型形成较强的引领带动作用。

　　《方案》提出了生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集、利用与封存(CCUS)三种煤电低碳化改造建设方式。这意味着，这三条技术路线再获国家层面的支持。

　　生物质包括能源林木、能源作物、水生植物、各种有机的废弃物等，是通过植物的光合作用转化而成的可再生资源，其具有的生物质能可以被用于发电，且对环境友好。

　　今年一季度，中国生物质发电新增装机63万千瓦，累计装机达4477万千瓦，同比增长7%；生物质发电量518亿千瓦时，同比增长6%。

　　《方案》要求， 充分利用农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质资源，实施煤电机组耦合生物质发电，改造建设后煤电机组掺烧生物质燃料能力的定为10%。

　　《方案》还提出，利用风电、太阳能发电等可再生能源富余电力，通过电解水制绿氢并合成绿氨，实施燃煤机组掺烧绿氨发电， 替代部分燃煤。改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力。

　　氨是常见的一种化学肥料，也广泛应用于化工、制药、制冷和食品等多个工业领域。

　　相比氢气，氨更容易被液化储运、能量密度更高， 发生火灾和爆炸的可能性更低。氨的完全燃烧产物只有氮气和水，可替代部分煤炭为电力系统提供清洁燃料，兼具有能源属性和储能属性。

　　CCUS涉及到的技术种类繁多，可应用在电力、化工、水泥、钢铁、农业等多个行业进行降碳。捕集后的二氧化碳可用于油田驱油，提高石油和煤层气采收率，或作为原料转换成其他产品。

　　根据《方案》，将采用化学法、吸附法、膜法等技术分离捕集燃煤锅炉烟气中的二氧化碳，实施高效驱油、制备甲醇等资源化利用，或因地制宜实施地质封存。

　　不过，无论是生物质还是绿氨掺烧，仍面临着成本高企等瓶颈，规模化发展难度大。

　　2022年， 清华大学能源与动力工程系郭慧娜等人发表论文指出，燃煤机组直燃耦合生物质发电技术还面临着诸多挑战，包括稳定低成本的生物质原料供应和加工流程尚未形成、高比例掺烧缺乏成熟技术、受热面沾污腐蚀问题亟待解决、掺烧时生物质发电量的计量尚未形成标准等。

　　去年，毕马威中国发布的《绿氨行业概览与展望》 报告显示，现阶段绿氨成本仍然较高，不具备竞争优势。2020年，绿氨的生产成本区间为720-1400美元/吨，通过煤等化石燃料制取的灰氨成本则为280-440美元/吨。即使煤炭价格处于历史高点，绿氨成本比灰氨高，不具备竞争优势。

　　CCUS的技术路线也需要进一步发展，以降低成本、提高项目整体的经济性，此外还需要考虑碳封存的源汇匹配问题。

　　“目前三个技术路线已经清晰，但还处于通过技术突破尽可能降低成本的阶段。”7月17日，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对界面新闻表示，通过煤电低碳化改造建设的应用，能够推动三个技术路线的效率提高、成本降低和实际落地。

　　中国的能源资源禀赋，以及长期依赖煤电的能源结构，决定了实现碳中和的难度，低碳煤电与可再生能源+储能之间还存在一定竞争。

　　科技部等部门编写的《第四次气候变化国家评估报告》特别报告《中国碳捕集利用与封存技术评估报告》一书就提及，除了提高能源利用效率外，可再生能源和CCUS技术是减少排放的最有效手段，特别是对于电力行业，两者在一定程度上成为互相竞争的减排技术。

　　林卫斌告诉界面新闻，最新的《方案》相当于对三项技术进行引导性支持，将来三项技术应用的程度将取决于它们的技术进步及经济效益，尤其是考虑了碳排放成本后的低碳煤电与新能源配储能之间的比较权衡。

　　《方案》也给出了具体的保障措施，包括加大资金支持力度、强化政策支撑保障、优化电网运行调度和加强技术创新应用四方面。其中，将利用超长期特别国债等资金渠道对符合条件的煤电低碳化改造建设项目予以支持。

　　相比生物质掺烧和CCUS，绿氨在煤电降碳领域较为新颖，仍处于示范工程阶段。

　　2023年末，国家能源集团在中国神华广东台山电厂600兆瓦燃煤发电机组上实施了高负荷发电工况下煤炭掺氨燃烧试验，为国内外完成掺氨燃烧试验验证的容量最大机组。

　　同年4月，合肥综合性国家科学中心能源研究院与安徽省能源集团有限公司实施大比例掺氨燃烧降碳工程示范项目，在皖能铜陵电厂开展的工程试验取得重大突破，验证了燃煤电厂掺氨降碳的技术可行性以及现役燃煤锅炉掺氨升级改造的工程可行性。

　　《方案》表示，实施绿氨掺烧的项目，所在地应具备可靠的绿氨来源，并具有丰富的可再生能源资源以满足绿氨制备需要。此外，鼓励煤炭与煤电联营、煤电与可再生能源联营“两个联营”和沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电光伏基地配套煤电项目率先实施绿氨掺烧示范。

（文章来源：界面新闻）